储热

开发斜温层常压储热罐本体及附属系统，包括斜温层储罐、布水系统、排水系统、安全装置和自动控制系统。依据不同温度储能介质分层原理，蓄热过程中热储能介质从上部区域进入斜温层储罐内，冷储能介质从斜温层储罐底部排出，放热过程反向运行，可节约建设和运行成本，增加用热系统调节能力。

太阳能热发电配置的储能方式具有高安全性。目前商业化运行的光热电站所使用的熔盐为硝酸钾和硝酸钠的混合物:自全球首个以熔盐为传热和储热介质的光热电站投运以来(1995年，美国 SolarTwo)投运以来，全球约7GW 的太阳能光热电站装机(储电容量超过1000GWh)均未发生过爆炸等安全性事故。

储能技术是解决以风、光为主的新能源系统波动性、间歇性的有效技术，对建立新型电力系统具有关键的支撑作用，具有重大的战略意义。随着新能源装机容量和发电比例的提升，对储能时长的要求越来越高，容量型储能的需求日益增长。容量型长时储能可以提供数小时、数天数周乃至更长时间的电力供应技术方案，减小峰谷差，提升电力系统效率和设备利用率，提高电力系统的稳定性，为清洁能源的稳定输出和消纳提供有力保障。国内外都将长时储能视为实现能源转型的重点技术，出台多种政策支持长时储能发展。国内发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《“十四五”能源领域科技创新规划》《“十四五”新型储能发展实施方案》等都从不同角度提到了发展长时储能。国际上美国、英国、德国法国、意大利等多国也相继表示对长时储能技术提供资金和政策支持，推动长时储能装机增长，长时储能技术种类较多，包括抽水蓄能、压缩空气储能、液流电池储能、储热蓄冷、储氢等这些技术为可再生能源的大规模利用提供强有力的支撑。

（电力规划设计总院）新型储能是支撑新型电力系统建设、最大限度利用风光等绿色能源的关键技术，截至2021年底，我国已投运新型储能装机规模（不含储热）超过400万千瓦。当前电网侧新型储能的功能以促进局部地区新能源消纳、替代输变电工程投资为主，但其综合性、全局性功能发挥不足。同时当前储能发展受限于成本疏导机制尚不明确，完全通过参与市场化方式回收投资成本仍存在难度和风险。本文结合新型电力系统建设需求，分析电网侧新型储能的功能定位，并研究提出可能的成本回收机制，为后续推广应用提供发展思路。

充分发挥中国西电集团有限公司所属西电宝鸡电气有限公司在光热产业和配电领域的优势，集成多种能源技术路线，建成发、输、配、用、储等功能于一体的工业园区型多能互补智能微网。集成太阳能光热+光伏+风电+市电、储电+储热+清洁供热、交直流+高低压+充电桩等技术和工程实现，采用“互联网+”将示范区内多种能源供应和消纳进行数字化管理，建立统一的工业园区智慧能源管控运维平台，实现整个工业园区的多能互补和电热冷汽四联供。

本项目属于火电技术领域。“三北地区”新能源消纳难题已发展成制约其规模化开发利用的重大瓶颈。热电联产机组其“以热定电”的运行方式激化了供热与电网之间的矛盾。本项目解决了多家发电企业在深度调峰改造过程中遇到的热电解耦问题，为国内 200MW～600MW 煤电机组起到引领和示范作用；通过对常压储热罐解耦技术的研究，在国内率先掌握了大容量常压储热系统的成套设计方法及工艺，为该技术在行业内的推广起到示范作用。

新型储能是指除抽水蓄能外，以输出电力为主要形式的储能项目，包括电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、储氢、储热等多种形式。在碳达峰碳中和目标的强力驱动下，储能作为构建新型电力系统的重要技术和基础装备，发挥着至关重要的作用。新型储能能够灵活调节电力系统中的电能供需，提高电力系统的稳定性和可靠性，是支撑“双碳”目标实现和新型电力系统建设的关键技术。

光伏发电和光热发电是太阳能发电的2种典型形式。光伏开发成本相对较低，但为保证系统安全稳定运行，须配置一定比例储能和分布式调相机，造成发电成本提升，而光热自带储热和出力友好性，因此目前对于光伏与光热的发展技术路线仍存在较大争议。文中以青海海西地区为例，基于同一时空太阳能辐照资源和出力特性，比较光伏+储能与光热的电力保障能力；然后从电网安全稳定支撑能力角度对光伏+储能+调相机与光热进行比较；最后基于光热和光伏成本下降趋势预测进行二者的经济性对比。研究结果表明，若将光热和光伏放到技术对等层面，则光热由于同时具备储热和常规发电机功能，能够为系统提供短路容量、无功补偿和转动惯量支撑，在成本下降后经济性与光伏+储能+调相机基本相当，甚至更优。